mercredi 13 mai 2009
Projets d’implantation de centrales fonctionnant au gaz naturel
en région Est-PACA
Préfecture du Var
26 juin 2008
Genèse du projet
Des besoins de pointe tendus localement, soulignés dans le bilan RTE 2005 et confirmés dans le bilan RTE 2007
PACA Bretagne
POWEO sollicité par des acteurs locaux (DRIRE PACA)
Rappel de la problématique Est-PACA
Bilan RTE 2007
Niveau de consommation de plus en plus élevé en région Est PACA (Alpes Maritimes, Var) => besoins de pointe croissants, croissance démographique de la région
« Un niveau de consommation supérieur à 2 000 MW en Est PACA pose des problèmes de tenue de tension et peut conduire à opérer des opérations ciblées de délestage. En 2005 et 2006, des moyens exceptionnels ont été nécessaires certains soirs d’hiver à 19h00 (baisse forcée de 5% de tension sur le réseau de distribution des Alpes-Maritimes…) pour ne pas franchir le seuil critique »
Par ailleurs, problème de l’enclavement électrique de la zone Est-PACA Problème de la perte de la liaison 400 kV Néoules – Broc Carros (qui limiterait à 1000 MW la consommation Est-PACA)
Ne serait certes pas résolu par un seul projet de production (sauf à réussir à implanter un projet de grande ampleur), mais un projet permettrait de réduire les conséquences négatives d’un tel incident.
Approche de POWEO
Région touristique plutôt qu’industrielle: acceptation locale d’un gros projet type fioul serait difficile
2 directions:
Energies renouvelables
• Par exemple STEP
Centrale thermique « propre »
• Pas de fioul, pas de GPL, pas de charbon => gaz naturel
Renouvelable: POWEO en développement rapide, étudiera toutes les opportunités
Le type de production ne doit pas être intermittent
Thermique: plan industriel de POWEO à forte composante gaz
Lancement en 2007 d’une étude sur la région Est PACA pour l’implantation de moyens au gaz naturel
Comparaison gaz naturel vs autres combustibles
-Raccordement GRT Gaz
-Maintien de la pression entrée gaz -Disponibilités capacités transport gaz -Approvisionnement
-Pas de traitement DeNox -Meilleur rendement
Gaz Naturel
INCONVENIENTS AVANTAGES
COMBUSTIBLE
-Approvisionnement GPL -Logistique
-Traitement d’eau et traitement DeNox pour dépolluer les fumées
-Stockage sous talus / classement SEVESO Seuil Haut
-Coût -Pas de raccordement GRT gaz obligatoire
-Pas d’équipement de maintien de pression
GPL
-Approvisionnement FOD
-Logistique d’approvisionnement
-Traitement d’eau et traitement DeNox pour dépolluer les fumées
-Emissions CO2 -Coût
-Pas de raccordement GRT gaz obligatoire -Pas d’équipement de maintien de pression
FOD
Orientation vers le gaz naturel
Technologie envisagée n°1 : TAC Gaz
Traitement d’eau * Traitement
DeNox *
Air ambiant Electricité
Gaz Chauds
Cheminée
Combustible (Gaz naturel,
FOD, GPL)
Turbine à Combustion
Eau
* Équipement non prévu si combustible = gaz naturel
• Effectifs : 2 personnes
• Puissance : 10 à 65 MWe
• Combustible : GN, FOD ou GPL (possibilité Dual Fuel)
• Fonctionnements possibles : - Semi-base (4 000 h/an)
- Pointe (500 h/an) - Ultra-pointe (100 h/an)
• Encombrement total : 2 000 à 9 000 m² (selon puissance de la turbine et selon constructeur)
Technologie envisagée n°2 : Cycle combiné gaz
Vapeur Tour
Air
ambiant Electricité
Gaz Chauds
Cheminée
Gaz Naturel
Eau
Turbine à Gaz
Eau
Turbine à Vapeur
Appoint eau refroidissement
Chaudière Condenseur
Evaporation
Chaudière auxiliaire
• Effectifs : 20-25 personnes
• Puissance : 200 MWe
• Fonctionnement : semi-base (4 000 h/an)
• 260 démarrages/an
• Encombrement total :
>30 000 m²
Eau de traitement NOx :
Eau appoint cycle vapeur (Cycle Combiné uniquement)
Eau de refroidissement turbine à gaz : ~0t/h (appoint par citerne)
Problématique EAU
0 Maîtrise de la combustion
Gaz Naturel
Conso eau Technique abattement
COMBUSTIBLE
Égale à la consommation de FOD Injection d’eau déminéralisée
FOD
- Purges chaudières
- évaporation tour de refroidissement Purges chaudières
Pertes en eau
<2 t/h
Aérocondenseurs
Conso eau Type de refroidissement
> 200 t/h
Tour de refroidissement
Solutions techniques envisagées:
Les turbines « aérodérivative » sont plus efficaces que les « heavy duty » mais sont limitées en puissance (< 40 MW)
Différentes solutions techniques
SIEMENS SCC5-2000E 1×V94 2
SIEMENS SGT-1000F
GE LM6000 PD
Model
Turbine
« Heavy Duty » Turbine
« Heavy Duty » Turbine
aérodérivative
Commentaires
36 000 m² 52.2 %
Gaz Nat.
FOD Gaz Nat.
FOD Gaz Nat.
Comb.
2 500 m² 34.0 %
Cycle Simple
70 MW
2 500 m² 33.0 %
38.2 % 39.6 %
Rendement PCI
2 200 m²
2 100 m² Cycle Simple
40 MW
Encombrement Type de
cycle Puissance
attendue
Cycle Combiné
200 MW
Recherche de site : critères de sélection
Coûts de raccordement
Dépendent de la distance par rapport au réseau existant et des travaux à effectuer, et de la disponibilité
Espace disponible
De 2 000 à plus de 30 000 m² nécessaires selon le scénario envisagé
Accueil local (impact environnemental, création d’emploi, etc…)
265 MWe
NICE 270 MWe
55 MWe 265 MWe 270 MWe 270 MWe
Un choix porté sur 2 sites
Sites n°1 et site n°2
Contacts locaux très préliminaires
Etudes exploratoires demandées aux réseaux en avril 2007
Résultats des études exploratoires - RTE
Etude exploratoire émise en avril 2007
RTE : 2 sites raccordables dans des conditions acceptables
Site n°1 : raccordement en antenne sur poste 225 kV - 3.2 km – 4/5 MEUR – 3,5- 4 ans – Ligne souterraine – Section 400 mm2 pour projet de 70 MW, et de 1000 mm2 pour projet de 248 MW.
Site n°2 : raccordement sur poste 63 kV – ligne souterraine 1 km – 1.43 MEUR – 3-3.5 ans
Résultats des études exploratoires - GRTgaz
Etude exploratoire émise en juillet 2007
GRTgaz : seul l’approvisionnement d’une installation de 40 MWe est réalisable dans des délais et des coûts supportables
60 000 m3 / h site n°1 (pour CCGT 250 MW) – 8,4 km – 16 MEUR – 6-7 ans
24 000 m3 / h site n°1 (pour TAG 70 MW) – 8,4 km – 11 MEUR – 5-6 ans
17 300 m3 / h site n°2 (pour TAG 40 MW) – 300 m – 1 MEUR – 3 ans Pour les 2 premiers raccordements : impact significatif sur le
dimensionnement du réseau de transport régional, nécessité de signer un Contrat de Réservation Anticipée de Capacité (CRAC)
Au moment de l’étude, projet de TAC gaz 40 MW sur site n°2 identifié comme le seul réalisable dans des délais raisonnables
Points forts de la TAC gaz
Durée de construction limitée (< 2 ans)
Mais délais de raccordement peuvent être plus longs
Exploitation simplifiée (effectif d’exploitation : 2 personnes) Acceptation locale plus simple (surface : 2500 m2…)
Turbines de + en + performantes (rendement PCI : 40%, voire 45%) Coût de production très inférieur à TAC fioul, émissions bien moindres (environ moitié qu’une chaudière fioul)
Projets de moins de 20 MW ne seraient pas dans PNAQ 2, quid des allocations sur projets de pointe ?
Incertitudes :
Sécurisation des sites Viabilité économique ?
Analyse économique pour TAG 40 MW
CAPEX # 650 EUR / kW – Durée de vie : 25 ans
Allocations heures CO2 : 700 (Aramon – Porcheville) Prix gaz et électricité en base : à partir des forwards
Valorisation de l’électricité de pointe : sur base historique monotone des prix – Toutes les meilleures heures ne sont pas captées
Coût du gaz en pointe : jusqu’à 6 EUR / MWh de prime
"prime vs baseload"
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
"prime vs baseload"
"prime vs baseload"
Analyse économique: résultats
Dans le cas de base, le modèle n’est pas rentable sans une forme d’aide Cette aide pourrait consister en une rémunération de la capacité mise à disposition
Si la centrale ne produit pas déjà, RTE pourrait appeler la centrale en fonction des besoins et payer le coût variable (type « réserve rapide »)
Si la centrale produit déjà ou a prévu de produire, elle peut vendre au prix du marché
La centrale produirait « spontanément » dès lors que le prix de marché serait supérieur à son coût de production marginal (entre 75 et 90 EUR / MWh pour 2007)
la centrale tournerait moins de 2 000 heures, avec un effet CO2 très positif sous les 700 heures
La marge brute générée ne serait pas suffisante pour couvrir les coûts fixes
Pour obtenir une rentabilité acceptable, une rémunération de capacité de l’ordre de 60 EUR / kW serait nécessaire (soit 2,5 MEUR)
Analyse économique (suite)
Dans le cas du CCG de 250 MW, horizon de temps de mise en service plus lointain, plus d’incertitudes sur la marge brute
A priori la subvention (en EUR / kW) ne serait pas aussi élevée que pour une TAG, mais non nulle car conditions pas aussi bonnes que pour autres projets de CCG :
Coût et délai du raccordement
Faible capacité conduit à rendement moindre (52% vs 57% PCI)
Attendre un besoin de financement annuel de l’ordre de 30 à 40 EUR / kW soit 6 à 8 MEUR
